ANÁLISE DE SISTEMAS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL POR INJEÇÃO DE NITROGÊNIO PARA SURGÊNCIA DE POÇOS E PRODUÇÃO

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<p>ANÁLISE DE SISTEMAS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL POR</p><p>INJEÇÃO DE NITROGÊNIO PARA SURGÊNCIA DE POÇOS E</p><p>PRODUÇÃO.</p><p>Clarissa Andrade Santarem</p><p>PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE</p><p>ENGENHARIA DO PETRÓLEO DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE</p><p>FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE INTEGRANTE DOS REQUISITOS</p><p>NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO DO</p><p>PETRÓLEO.</p><p>Aprovado por:</p><p>______________________________________</p><p>Prof. Paulo Couto, Dr.Eng.</p><p>(Orientador)</p><p>______________________________________</p><p>Prof. Virgilio Jose Martins Ferreira Filho, D.Sc.</p><p>(Co-orientador)</p><p>______________________________________</p><p>Alexandre Mussumeci Valim de Freitas, Ph.D.</p><p>RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL</p><p>FEVEREIRO, 2009</p><p>iv</p><p>Sumário</p><p>Lista de Figuras ........................................................................................................... vi</p><p>Lista de Tabelas......................................................................................................... viii</p><p>Resumo......................................................................................................................... ix</p><p>Abstract ......................................................................................................................... x</p><p>1. Introdução ............................................................................................................. 1</p><p>1.1. Relevância do tema ........................................................................................ 1</p><p>1.2. Estrutura ......................................................................................................... 2</p><p>2. Elevação ................................................................................................................ 3</p><p>2.1. Elevação artificial – Gas lift ............................................................................. 3</p><p>2.1.1. Sistemas de gas lift ................................................................................. 5</p><p>2.1.2. Válvulas de gas lift .................................................................................. 6</p><p>2.1.3. Características do gas lift contínuo ......................................................... 9</p><p>2.2. Aumento na produção de petróleo................................................................ 10</p><p>3. Utilização do nitrogênio na indústria de petróleo ........................................... 12</p><p>3.1. Manutenção de pressão do reservatório ...................................................... 12</p><p>3.2. Injeção de nitrogênio na capa de gás do reservatório .................................. 13</p><p>3.3. Tratamentos químicos .................................................................................. 15</p><p>3.4. Recuperação avançada por injeção cíclica de gás....................................... 15</p><p>3.5. Injeção de nitrogênio no método Dual Gradient Drilling ............................... 17</p><p>4. Considerações sobre o Nitrogênio ................................................................... 20</p><p>4.1. Armazenamento do nitrogênio líquido .......................................................... 20</p><p>4.2. Equipamentos ............................................................................................... 21</p><p>4.2.1. Unidade de gaseificação de nitrogênio líquido ..................................... 21</p><p>4.2.1.1. Sistema Heat Recovery................................................................. 22</p><p>4.2.1.2. Sistema Direct-Fire........................................................................ 22</p><p>v</p><p>4.2.2. Tanques criogênicos ............................................................................. 23</p><p>4.3. Membranas de geração de nitrogênio in situ ................................................ 24</p><p>5. Indução de surgência......................................................................................... 27</p><p>5.1. Através do flexitubo ...................................................................................... 27</p><p>5.2. Através de tubulação concêntrica................................................................. 28</p><p>5.3. Através de válvula de gas lift ........................................................................ 28</p><p>6. Elevação artificial por nitrogen lift .................................................................... 31</p><p>6.1. Estudo de caso ............................................................................................. 31</p><p>6.2. Pressão de injeção do gás............................................................................ 33</p><p>6.3. Incentivos à aplicação na elevação artificial ................................................. 36</p><p>7. Conclusões ......................................................................................................... 38</p><p>8. Referências Bibliográficas................................................................................. 39</p><p>9. Anexo I – Fator de compressibilidade do gás natural..................................... 42</p><p>10. Anexo II – Fator de compressibilidade do metano ...................................... 43</p><p>vi</p><p>Lista de Figuras</p><p>Figura 2.1 – Coluna de produção equipada com válvula de gas lift. (Fonte: Petroleum</p><p>production systems, 1994)...................................................................................... 4</p><p>Figura 2.2 – Sistema de gas lift. (Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo,</p><p>2004)....................................................................................................................... 6</p><p>Figura 2.3 – Válvulas de gas lift. (Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo,</p><p>2004)....................................................................................................................... 7</p><p>Figura 2.4 – Típico de coluna de produção com mandris de gas lift. (Fonte: MATOS,</p><p>2007)....................................................................................................................... 8</p><p>Figura 2.5 – Poço produzindo por gas lift contínuo. (Fonte: Fundamentos de</p><p>engenharia de petróleo, 2004)................................................................................ 9</p><p>Figura 2.6 – Vazão de líquido em função da injeção de gás em um sistema de gas lift</p><p>contínuo. (Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo, 2004)...................... 10</p><p>Figura 2.7 – Efeito sobre a pressão com a utilização de gas lift como método de</p><p>elevação artificial. (Fonte: MATOS, 2007) ............................................................ 11</p><p>Figura 3.1 – Produção de óleo no México – passado e futuro. (Fonte: MEARNS, 2007)</p><p>.............................................................................................................................. 13</p><p>Figura 3.2 – Injeção de nitrogênio pela kill line para permitir duplo gradiente na</p><p>perfuração (Fonte: HERRMANN, 2001) ............................................................... 18</p><p>Figura 4.1 – NPS540HR10: 540.000 SCFH / 10.000 PSI. (Fonte: PETROBRAS;</p><p>SOTEP, S. Considerações sobre o Nitrogênio).................................................... 22</p><p>Figura 4.2 – Comportamento do nitrogênio dentro do tanque criogênico. (Fonte:</p><p>PETROBRAS; SOTEP, S. Considerações sobre o Nitrogênio)............................ 23</p><p>Figura 4.3 – Tanque offshore com 2000 gal. de capacidade. (PETROBRAS; SOTEP,</p><p>S. Considerações sobre o Nitrogênio) .................................................................. 24</p><p>Figura 4.4 – Unidade de geração de nitrogênio in situ. (Fonte:</p><p>http://www.optiflowgaslift.com/nitrogensvcs.html)................................................. 25</p><p>Figura 4.5 – Unidade portátil de geração de nitrogênio. (Fonte:</p><p>http://www.generon.com/portuguese) ................................................................... 25</p><p>Figura 5.1 – Injeção de nitrogênio para indução de surgência através de válvulas de</p><p>gas lift. (PETROBRAS; SOTEP, S. Considerações sobre o Nitrogênio) ..............</p><p>de compressibilidade do metano</p><p>Figura 10.1 – Fator de compressibilidade do metano. (Fonte: Brown and Katz, 1948)</p><p>29</p><p>Figura 6.1 - Comparação de injeção de gás natural e de nitrogênio. (Fonte: AGUILAR,</p><p>2000)..................................................................................................................... 32</p><p>Figura 6.2 - Pressão requerida na superfície para injeção. (Fonte: AGUILAR, 2000) . 32</p><p>vii</p><p>Figura 9.1 – Fator de compressibilidade para gases naturais. (Fonte: Standing and</p><p>Katz, 1942) ........................................................................................................... 42</p><p>Figura 10.1 – Fator de compressibilidade do metano. (Fonte: Brown and Katz, 1948) 43</p><p>viii</p><p>Lista de Tabelas</p><p>Tabela 1 – Propriedades físicas do nitrogênio. (Fonte: Elaboração do autor) ............. 20</p><p>Tabela 2 – Propriedades físicas do metano. (Fonte: Elaboração do autor) ................. 20</p><p>Tabela 3 – Vantagens e desvantagens da indução de surgência através de tubulação</p><p>concêntrica. (Fonte: PETROBRAS; SOTEP, S. Considerações sobre o Nitrogênio)</p><p>.............................................................................................................................. 28</p><p>Tabela 4 – Propriedades pseudo-críticas do gás natural (Elaboração do Autor) ......... 34</p><p>ix</p><p>Resumo</p><p>Sistemas de injeção de nitrogênio em colunas de produção (nitrogen lift) são</p><p>utilizados tradicionalmente para proporcionar a surgência de novos poços de petróleo.</p><p>Neste caso, grandes volumes de nitrogênio são transportados na forma líquida até a</p><p>plataforma para posterior utilização. Recentemente, o desenvolvimento de unidades</p><p>geradoras de nitrogênio a bordo de plataformas vem barateando o custo desta técnica</p><p>e permitindo o uso deste gás por um período maior do que aquele necessário para a</p><p>surgência dos poços. Este projeto de pesquisa tem por objetivo analisar a tecnologia</p><p>de injeção de nitrogênio para surgência atualmente em uso, e avaliar a utilização de</p><p>unidades geradoras embarcadas para a injeção deste gás durante a fase de produção</p><p>do campo, como alternativa à tecnologia tradicional de gas lift, que utiliza parte do gás</p><p>natural produzido para elevação artificial. Para tanto, utilizar-se-á uma abordagem</p><p>teórica, realizando uma revisão bibliográfica das tecnologias de nitrogen lift e gas lift.</p><p>Por fim, uma análise do ciclo de vida de uma unidade geradora embarcada será</p><p>avaliada com o objetivo de verificar a viabilidade econômica desta nova tecnologia.</p><p>Palavras-chave: elevação artificial, gas lift, unidades geradoras de nitrogênio,</p><p>engenharia de petróleo.</p><p>x</p><p>Abstract</p><p>Nitrogen injection systems in columns of production (nitrogen lift) are</p><p>traditionally used to provide surge of new oil wells. In this case, large volumes of</p><p>nitrogen are transported in liquid form to the platform for later use. Recently, the</p><p>development of nitrogen-generating units on board platforms is lowering the cost of this</p><p>technique and allowing the use of gas for a period greater than that required for surge</p><p>wells. This research project aims to analyze the technology of injection of nitrogen for</p><p>surge currently in use, and evaluate the use of generating units shipped for the</p><p>injection of gas during the production phase of the field as an alternative to traditional</p><p>technology of gas-lift, which uses the natural gas produced for artificial lift. For this, use</p><p>will be a theoretical approach, doing a literature review of technologies for gas lift and</p><p>nitrogen lift. Finally, an analysis of the life cycle of a generating unit board will be</p><p>evaluated with the objective to verify the economic feasibility of this new technology.</p><p>Keywords: artificial elevation, gas lift, nitrogen-generating units, petroleum engineering.</p><p>1</p><p>1. Introdução</p><p>1.1. Relevância do tema</p><p>O grande crescimento da indústria de petróleo e a alta dos preços do barril vêm</p><p>favorecendo o desenvolvimento de campos em situações cada vez mais hostis. É</p><p>neste quadro que se encontra este trabalho: produzir de uma maior fração do óleo</p><p>presente em um reservatório utilizando a opção tecnológica mais viável, técnica e</p><p>economicamente.</p><p>Este projeto de pesquisa tem por objetivo analisar a tecnologia de injeção de</p><p>nitrogênio para indução à surgência atualmente em uso, e avaliar a utilização de</p><p>unidades geradoras embarcadas para a injeção deste gás durante a fase de produção</p><p>do campo, como alternativa à tecnologia tradicional de gas lift, que utiliza parte do gás</p><p>natural produzido para elevação artificial. Para tanto, utilizar-se-á uma abordagem</p><p>teórica, realizando em primeiro momento, uma revisão bibliográfica das tecnologias de</p><p>nitrogen lift e gas lift.</p><p>O principal desafio deste trabalho é o de substituir de forma eficiente a atual</p><p>tecnologia de gas lift e que está altamente difundida na indústria de E&P (Exploração e</p><p>Produção), por uma nova e inovadora tecnologia que utiliza nitrogênio para propiciar a</p><p>elevação do petróleo (nitrogen lift).</p><p>Espera-se verificar com este estudo uma análise técnica e econômica da</p><p>tecnologia de injeção de nitrogênio, a viabilidade econômica desta nova tecnologia em</p><p>aplicações na indústria atual de petróleo. Sistemas de injeção de nitrogênio em</p><p>colunas de produção (nitrogen lift) são utilizados tradicionalmente para proporcionar a</p><p>surgência de novos poços de petróleo. Neste caso, grandes volumes de nitrogênio são</p><p>transportados na forma líquida até a plataforma para posterior utilização.</p><p>Recentemente, o desenvolvimento de unidades geradoras de nitrogênio a bordo de</p><p>plataformas vem sendo cada vez mais empregado para este fim.</p><p>O desenvolvimento de unidades geradoras de nitrogênio a bordo de</p><p>plataformas tende a baratear o custo desta técnica e permite o uso deste gás por um</p><p>período maior do que aquele necessário para a surgência dos poços, contribuindo com</p><p>a produção e maior recuperação do óleo do reservatório.</p><p>2</p><p>1.2. Estrutura</p><p>Este trabalho está organizado da seguinte maneira:</p><p>O Capítulo 2 aborda a definição da técnica de elevação artificial e, sobretudo,</p><p>da elevação artificial por gas lift. O objeto é apresentar estes métodos com enfoque</p><p>nas suas aplicações e limitações, de forma a destacar a aplicação e a importância na</p><p>produção de petróleo.</p><p>Uma vez destacada a metodologia de elevação artificial por gas lift, o Capítulo</p><p>3 dedica-se a apresentar as utilizações do nitrogênio na indústria de petróleo. Neste</p><p>capítulo são mostrados alguns casos da sua utilização em áreas específicas da</p><p>indústria, os quais foram encontrados na literatura especializada.</p><p>Já o Capítulo 4 é reservado para a introdução de alguns conceitos sobre o</p><p>nitrogênio, enfatizando suas propriedades, a sua utilização como nitrogênio líquido e</p><p>os equipamentos e sistemas disponíveis para esta utilização, assim como a aplicação</p><p>das membranas de geração de nitrogênio in situ.</p><p>O Capítulo 5 trata da indução de surgência de poços de petróleo, uma das</p><p>áreas de foco desse projeto e de maior utilização do gás nitrogênio na indústria.</p><p>Finalmente, no Capítulo 6 são apresentados os dados obtidos sobre a</p><p>utilização do nitrogênio para elevação artificial de petróleo, o nitrogen lift. É</p><p>apresentado um estudo de caso com o fim de esclarecer para casos na indústria a</p><p>substituição do gás natural pelo nitrogênio é vantajosa, e são dados exemplos</p><p>matemáticos para corroborar os resultados deste estudo de caso.</p><p>3</p><p>2. Elevação</p><p>Quando a pressão do reservatório é suficientemente elevada, os fluidos nele</p><p>contidos alcançam livremente a superfície, sendo assim produzidos por elevação</p><p>natural. Os poços que produzem dessa forma são denominados de poços surgentes.</p><p>Já quando a pressão do reservatório é relativamente baixa, os fluidos não</p><p>alcançam a superfície em que se utilizem meios artificiais de elevação. O mesmo</p><p>ocorre no fim da vida produtiva por surgência ou quando o poço apresenta uma vazão</p><p>abaixo do esperado em projeto, necessitando de uma suplementação da energia</p><p>natural através</p><p>de “elevação artificial”. Utilizando equipamentos específicos é possível</p><p>reduzir a pressão de fluxo no fundo do poço, com o conseqüente aumento do</p><p>diferencial de pressão sobre o reservatório, o que leva a um aumento de vazão.</p><p>Existem diversos métodos de elevação artificial na indústria de petróleo, entre</p><p>os mais comuns estão gas lift contínuo e intermitente, bombeio centrífugo submerso,</p><p>bombeio mecânico com hastes e bombeio por cavidades progressivas.</p><p>A seleção do melhor método para determinado poço ou campo de petróleo</p><p>depende de vários fatores. Os principais a serem considerados são: número de poços,</p><p>diâmetro do revestimento, produção de areia, razão gás-líquido, vazão, profundidade</p><p>do reservatório, viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório,</p><p>disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos poços às facilidades de</p><p>produção, equipamento disponível, recursos humanos treinados, investimento, custo</p><p>operacional, segurança, entre diversos outros fatores.</p><p>Cada um dos métodos disponíveis na indústria apresenta vantagens e</p><p>desvantagens, para poder optar por determinado método deve-se conhecer detalhes</p><p>do mesmo e características do poço no qual será instalado.</p><p>Este trabalho será focado na análise do método de gas lift, o qual será mais</p><p>detalhado no próximo tópico.</p><p>2.1. Elevação artificial – Gas lift</p><p>O gas lift é a denominação de certo número de processos utilizados para</p><p>elevação artificial de petróleo onde o reservatório não apresente pressão suficiente</p><p>para produzir o poço. Consiste em um método de elevação artificial que utiliza a</p><p>energia contida em gás comprimido para elevar os fluidos do reservatório até a</p><p>superfície. O gás é utilizado para gaseificar a coluna de fluido ou simplesmente para</p><p>deslocá-la de determinada profundidade até a superfície.</p><p>4</p><p>Este processo envolve a injeção de gás através do anular do poço de forma a</p><p>diminuir a densidade do óleo a ser produzido, assim a pressão da formação é capaz</p><p>de elevar a coluna de fluido, ou seja, este método reduz a pressão requerida para</p><p>elevação da coluna de fluido. O gas lift pode ser utilizado ao longo de toda a vida útil</p><p>de um poço de petróleo: deste o momento que inicia a produção até o seu abandono.</p><p>O esquema de um poço equipado para gas lift pode ser observado de forma</p><p>simplificada na Figura 2.1.</p><p>Figura 2.1 – Coluna de produção equipada com válvula de gas lift. (Fonte: Petroleum</p><p>production systems, 1994)</p><p>Esse é um método muito versátil em termos de vazão, de profundidade e, é</p><p>propício para poços que produzem fluidos com alto teor de areia, elevada razão gás-</p><p>líquido, além de não apresentar restrições quanto à presença de cones de água ou</p><p>gás e de exigir investimentos relativamente baixos no caso de poços profundos.</p><p>5</p><p>Porém, duas considerações devem ser levantadas no projeto. Primeiramente,</p><p>grandes volumes de gás injetados no poço podem afetar o processo de separação na</p><p>facilidade de produção. Em segundo lugar, existe um limite superior de razão gás-</p><p>líquido (RGL) que a diferença de pressão no poço começa a aumentar porque a</p><p>redução na pressão hidrostática será compensada pelo aumento na pressão de</p><p>fricção.</p><p>O gás pode ser injetado continua ou intermitentemente, dependendo das</p><p>características da produção, geometria do poço e disposição do equipamento de gas</p><p>lift.</p><p>O gas lift contínuo é baseado na injeção contínua de gás a alta pressão na</p><p>coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até</p><p>a superfície. Até certos limites, aumentando-se a quantidade de gás na coluna de</p><p>produção diminui-se o gradiente médio de pressão, com conseqüente diminuição da</p><p>pressão de fluxo no fundo e aumento de vazão. É um método padrão e versátil,</p><p>apresentando excelente continuidade operacional e, não apresenta problemas para</p><p>implementação em poços desviados.</p><p>O gas lift intermitente é basicamente o deslocamento de golfadas de fluido para</p><p>a superfície através da injeção de gás a alta pressão na base das golfadas. Essa</p><p>injeção de gás possui tempos bem definidos e, normalmente, é controlada na</p><p>superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora. Este método é</p><p>utilizado em poços que apresentam baixas vazões, menores que 80m³/d, e apresenta</p><p>baixa eficiência energética ao ser comparado ao gas lift contínuo.</p><p>Em geral, 95% dos poços completados com equipamentos de gas lift produzem</p><p>através do gas lift contínuo. Por isso, neste projeto optou-se pelo foco nesta</p><p>metodologia para a análise da utilização dos diferentes gases, gás natural e nitrogênio,</p><p>no processo de gas lift.</p><p>2.1.1. Sistemas de gas lift</p><p>A Figura 2.2 apresenta um esquemático de poços equipados para produzir por</p><p>gas lift. Este sistema é composto basicamente por:</p><p>• Fonte de gás de alta pressão (compressores);</p><p>• Controlador de injeção de gás na superfície (choke ou motor valve);</p><p>• Controlador de injeção de gás em subsuperfície (válvulas de gas lift);</p><p>• Equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos</p><p>(separadores, tanques etc.).</p><p>6</p><p>Figura 2.2 – Sistema de gas lift. (Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo,</p><p>2004)</p><p>O gas lift contínuo requer injeção contínua de gás na coluna de produção,</p><p>proporcional à vazão de líquido proveniente do reservatório. Para maximizar a</p><p>produção de petróleo a injeção de gás varia de acordo com condições e geometrias do</p><p>poço. A injeção de muito ou pouco gás pode não resultar em produção máxima, isto é,</p><p>a quantidade ótima de gás a ser injetado é determinada pelo teste de poço, quando a</p><p>taxa de injeção é variada e a produção de líquidos é medida.</p><p>Embora o gás seja recuperado a partir da separação do óleo em uma fase</p><p>posterior, o processo requer energia de um compressor para a condução desse gás, a</p><p>fim de elevar a pressão deste a um nível em que possa ser re-injetado.</p><p>2.1.2. Válvulas de gas lift</p><p>As válvulas de gas lift são, fundamentalmente, válvulas reguladoras de pressão</p><p>introduzidas entre a coluna de produção e o revestimento para facilitar a operação de</p><p>descarga do poço, isto é, a retirada do fluido de amortecimento e, controlar o fluxo de</p><p>gás, do anular para o interior da coluna e produção, em profundidades</p><p>predeterminadas, esta última é chamada de válvula de descarga e operadora.</p><p>7</p><p>A Figura 2.3 mostra em corte uma válvula de gas lift típica, indicando suas</p><p>partes principais e a maneira como é instalada na coluna de produção. A válvula</p><p>apresentada está fechada, com a esfera em contato com a sede da válvula. Para que</p><p>ela abra é necessário que a pressão no anular atinja um valor preestabelecido por</p><p>cálculos, de acordo com a pressão do gás no interior do domo e de acordo com a</p><p>tensão da mola, elementos esses que tendem a manter a válvula fechada.</p><p>Figura 2.3 – Válvulas de gas lift. (Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo,</p><p>2004)</p><p>Estas válvulas são instaladas em mandris de gas lift, que por sua vez são</p><p>colocados em seqüência na coluna de produção. Esse equipamento permite que o gás</p><p>seja injetado no fluido pela coluna e sua elevação até a superfície. O esquemático de</p><p>um poço offshore com completação seca, equipado para elevação artificial com</p><p>injeção de gás pode ser visualizado na Figura 2.4.</p><p>8</p><p>Figura 2.4 – Típico de coluna de produção com mandris de gas lift. (Fonte: MATOS,</p><p>2007)</p><p>Existem dois tipos de mandris: o mandril convencional de gás, uma válvula é</p><p>instalada assim que a coluna é colocada no poço, neste caso, para substituir ou</p><p>reparar a válvula, toda coluna deve ser retirada. Utilizando o outro tipo de mandril, a</p><p>válvula é instalada e removida por cabo, enquanto o mandril continua no poço, não</p><p>havendo necessidade de retirada da coluna para reparar ou substituir a válvula.</p><p>Existem empresas no mercado que disponibilizam sistemas de gas lift de</p><p>qualidade e flexibilidade. Como por exemplo, instalações de gas lift</p><p>adequadas à</p><p>produção com materiais abrasivos, como areia, podendo ser utilizado em baixa</p><p>produtividade, com alta razão gás/óleo, ou poços desviados.</p><p>9</p><p>2.1.3. Características do gas lift contínuo</p><p>Na Figura 2.5 está representado um diagrama de fluxo contínuo em que</p><p>constam os gradientes e pressões envolvidos na produção de um poço por gas lift</p><p>contínuo.</p><p>Figura 2.5 – Poço produzindo por gas lift contínuo. (Fonte: Fundamentos de</p><p>engenharia de petróleo, 2004)</p><p>Assumindo um valor para o gradiente médio de pressão abaixo do ponto de</p><p>injeção de gás e outro gradiente médio de pressão acima do ponto de injeção, pode-se</p><p>escrever:</p><p>( )w wh fa vo fb vop p G L G D L= + + − (1)</p><p>onde:</p><p>wp = pressão de fluxo no fundo do poço;</p><p>whp = pressão de fluxo na cabeça do poço;</p><p>faG = gradiente dinâmico médio acima do ponto de injeção de gás;</p><p>fbG = gradiente dinâmico médio abaixo do ponto de injeção de gás;</p><p>voL = profundidade da válvula operadora;</p><p>D = profundidade dos canhoneados.</p><p>10</p><p>A equação (1) é a base para o projeto, dimensionamento e análise de</p><p>instalações de gas lift contínuo. Por exemplo, quanto mais profundo for o ponto de</p><p>injeção de gás para determinado poço, menor será o volume diário de gás a ser</p><p>injetado. Por outro lado, essa profundidade de injeção depende, dentre outros fatores,</p><p>da pressão disponível do gás de injeção, ou seja, quanto maior a pressão do gás, mais</p><p>profundo pode ser o ponto de assentamento da válvula operadora.</p><p>A quantidade de gás de injeção em cada poço depende da relação econômica</p><p>entre custo de injeção e o volume de óleo recuperado. A Figura 2.6 mostra</p><p>graficamente a relação típica entre o volume de gás injetado e volume de óleo</p><p>recuperado, percebe-se que para um acréscimo de produção é necessário um</p><p>acréscimo de injeção. O princípio básico é que o incremento na produção resulte em</p><p>uma receita que exceda ou se iguale ao acréscimo nos custos de injeção. O ponto que</p><p>é associado ao maior lucro acumulado é o que vale a igualdade entre receita e custos,</p><p>correspondendo à tangente econômica no gráfico, logo à produção econômica.</p><p>Figura 2.6 – Vazão de líquido em função da injeção de gás em um sistema de gas lift</p><p>contínuo. (Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo, 2004)</p><p>2.2. Aumento na produção de petróleo</p><p>A técnica de gas lift é utilizada para aumentar a taxa de produção de diversos</p><p>reservatórios de petróleo. As taxas de fluxo para petróleo pesado podem ser baixas</p><p>em muitos casos, dependendo da qualidade do reservatório e do declínio de pressão.</p><p>11</p><p>As taxas de fluxo são incrementadas através da introdução dessa metodologia, que</p><p>envolve a injeção de gás natural na coluna de produção de petróleo no fundo do poço.</p><p>Isto reduz a densidade do petróleo ao longo de todo o poço e, diminuindo a densidade,</p><p>reduzindo a pressão requerida para elevar do fluido à superfície, como podemos</p><p>verificar através da Figura 2.7. Isto cria uma maior diferença de pressão entre o</p><p>reservatório e o poço, resultando em maiores taxas de produção.</p><p>Figura 2.7 – Efeito sobre a pressão com a utilização de gas lift como método de</p><p>elevação artificial. (Fonte: MATOS, 2007)</p><p>12</p><p>3. Utilização do nitrogênio na indústria de petróleo</p><p>A técnica do uso do nitrogênio nos campos de petróleo foi introduzida no ano</p><p>de 1959 pela NITROGEN OIL WELL SERVICE CO. Durante a pesquisa, na fase de</p><p>revisão bibliográfica, foram verificadas algumas utilizações possíveis do nitrogênio em</p><p>diversas etapas na indústria de petróleo. Entre essas utilizações verifica-se:</p><p>• Manutenção de pressão do reservatório: utilização do nitrogênio para aumentar</p><p>a pressão do reservatório e mobilizar o fluido através da injeção miscível do</p><p>gás em reservatório de óleo pesado, exemplo: Campo de Cantarell, México</p><p>(MEARNS, 2007);</p><p>• Recuperação de reservatório por injeção de nitrogênio na capa de gás,</p><p>exemplo: Campo de Akal, México (ASTUDILLO-ABUNDES, 2004);</p><p>• Tratamentos químicos: inibição de corrosão, remoção de parafinas, entre</p><p>outros;</p><p>• Substituição do gás natural por nitrogênio no método de recuperação avançada</p><p>por injeção cíclica de gás no reservatório;</p><p>• Injeção de nitrogênio de forma a reduzir o gradiente do fluido de perfuração no</p><p>riser acima do fundo do mar, ou seja, utilizar o nitrogênio em perfurações pelo</p><p>método de Dual Gradient Drilling;</p><p>• Indução de surgência de poços de petróleo;</p><p>• Elevação Artificial, designada como nitrogen lift, exemplo: Campo de Bellota,</p><p>México (AGUILAR, 2000).</p><p>Os tópicos que se seguem apresentam mais detalhes de algumas dessas</p><p>aplicações, porém foi dada maior atenção neste projeto para as duas últimas</p><p>utilizações do nitrogênio mostradas acima, a indução à surgência e a elevação</p><p>artificial, o que poderá ser verificado nos Capítulos 5 e 6 deste trabalho.</p><p>3.1. Manutenção de pressão do reservatório</p><p>A manutenção da pressão do reservatório pode ser problemática quando</p><p>tratamos de óleo pesado, já que nesse caso a injeção de água é menos aplicável. Isto</p><p>se deve ao possível aumento de viscosidade do óleo ao injetar água fria, podendo</p><p>resultar em um varrido desigual no reservatório.</p><p>É uma prática comum para injetar vapor em reservatórios de óleo pesado para</p><p>ultrapassar alguns destes problemas. No entanto, segundo MEARNS (2007), no</p><p>Campo de Cantarell a injeção de gás nitrogênio foi selecionada e esta conduzirá à</p><p>13</p><p>construção de uma planta de geração de nitrogênio, com um custo de US$ 6 bilhões.</p><p>Não é possível simplesmente injetar ar, pois o oxigênio pode originar um grande</p><p>número de reações químicas e biológicas indesejáveis no reservatório.</p><p>A injeção de nitrogênio é uma forma de recuperação por gás miscível. O</p><p>nitrogênio contribui para aumentar a pressão do reservatório e mobilizar o petróleo. No</p><p>Campo de Cantarell obteve-se como efeito dessa injeção um aumento acentuado na</p><p>produção de petróleo que acompanha a injeção de nitrogênio iniciada em 2000, como</p><p>pode ser observado na Figura 3.1. No entanto, a contínua injeção de nitrogênio pode</p><p>vir a causar prejuízos na produtividade do reservatório.</p><p>Figura 3.1 – Produção de óleo no México – passado e futuro. (Fonte: MEARNS, 2007)</p><p>3.2. Injeção de nitrogênio na capa de gás do reservatório</p><p>Segundo ASTUDILLO-ABUNDES (2004), a injeção de nitrogênio na capa de</p><p>gás do Campo Akal no México iniciou-se em maio de 2000, contando nesta data com</p><p>quatro módulos de geração de nitrogênio, os quais funcionavam com 300 MMscf de</p><p>produção de nitrogênio por módulo. Em 2003, o volume médio de nitrogênio injetado</p><p>no reservatório era de 1050 MMscf. Este foi o primeiro campo no México com injeção</p><p>de nitrogênio na capa de gás como um processo de manutenção de pressão.</p><p>A manutenção da pressão considera que a relação injeção/produção deve ser</p><p>constante e igual a um, a fim de evitar o declínio da pressão no reservatório. Porém,</p><p>14</p><p>na prática observou-se que esta relação é menor que a unidade, o que acarreta um</p><p>significativo declínio de pressão.</p><p>Desde o início da injeção de nitrogênio no campo, uma equipe trabalhou no</p><p>monitoramento e acompanhamento de importantes parâmetros como pressão,</p><p>produção, comportamento de injeção de nitrogênio, e surgimento de nitrogênio na</p><p>capa de gás e nas instalações de superfície. Ou seja, o nitrogênio foi monitorado em</p><p>pontos específicos em todo o campo, em pontos de fornecimento, em tubulações de</p><p>distribuição de gás, no reservatório quando o nitrogênio aparece em perfurações de</p><p>novos poços e a partir de perfis especiais no reservatório.</p><p>Devido ao campo ser um reservatório de petróleo naturalmente fraturado com</p><p>alta densidade de fraturas, o nitrogênio injetado desloca-se rapidamente em direção</p><p>ao contato gás/óleo. Então, o nitrogênio é utilizado como um traçador para a</p><p>caracterização dinâmica do reservatório. A determinação da percentagem molar de</p><p>nitrogênio para cada poço nos permite conhecer qualitativamente</p><p>a evolução da capa</p><p>de gás do reservatório. Nota-se também que o contato gás/óleo avança devido à</p><p>produção de óleo, logo, o monitoramento do nitrogênio no reservatório e nas</p><p>instalações de superfície mostra-se importante.</p><p>No trabalho de ASTUDILLO-ABUNDES (2004), foram mostrados os</p><p>procedimentos de amostragem e análises da concentração de nitrogênio no campo.</p><p>Este procedimento é baseado em mais de 20000 amostras de cromatografia de gás</p><p>produzido. As amostragens e análises de cromatografias ajudam a identificar o</p><p>crescimento ou declínio da concentração de nitrogênio.</p><p>O comportamento do nitrogênio nos poços ao atingir o contato gás/óleo</p><p>permite-nos definir a circulação do nitrogênio no reservatório e é complementada com</p><p>perfis especiais para detectar a posição deste contato. A partir destes dados</p><p>específicos do avanço do contato gás/óleo foram realizadas simulações numéricas,</p><p>que têm por objetivo a geração de perfis e curvas de produção, além de controlar o</p><p>processo de injeção de nitrogênio no campo, operando adequadamente os poços</p><p>produtores.</p><p>Como no restante do mundo há relativamente pouca experiência em injeção de</p><p>nitrogênio nos reservatórios com volumes industriais, como neste caso abordado,</p><p>existe a necessidade de controle do surgimento de metodologias e procedimentos</p><p>nesta área, de modo a utilizar este gás em outros campos.</p><p>15</p><p>3.3. Tratamentos químicos</p><p>Um fator de maior consumo de tempo e, conseqüentemente, de dinheiro, nas</p><p>acidificações, é a parte referente a limpeza e remoção do ácido após a operação. Por</p><p>esta razão uma das maiores vantagens no uso de nitrogênio em conjunto com o ácido</p><p>de estimulação é a recuperação dos fluidos injetados na formação.</p><p>O nitrogênio tem baixa solubilidade em fluidos, por isso, maior parte do</p><p>nitrogênio misturado com o ácido fica em estado de bolhas de gás comprimido. Essas</p><p>bolhas comprimidas servem como um manancial de energia, injetado juntamente com</p><p>o fluido na formação. A energia de expansão será uma força adicional quando a</p><p>pressão for liberada com abertura do poço. Essa energia adicional vai suplementar a</p><p>existente no reservatório, que será grandemente beneficiada para a remoção dos</p><p>fluidos até o fundo do poço ou a superfície. Promove maior velocidade, aumentando</p><p>favoravelmente a remoção dos precipitados insolúveis e de formação fina ao longo do</p><p>fluido.</p><p>Outra vantagem no uso do nitrogênio em conjunto ao ácido é o aumento do</p><p>raio de penetração devido ao aumento do volume da solução, pelo acréscimo do</p><p>nitrogênio. No entanto, para se obter um máximo de benefício do uso do nitrogênio</p><p>misturado com o fluido injetado em um poço, é importante que a operação seja</p><p>programada para cada poço.</p><p>3.4. Recuperação avançada por injeção cíclica de gás</p><p>Segundo o estudo de LINDERMAN (2008), a injeção de nitrogênio no lugar de</p><p>hidrocarbonetos gasosos para manutenção de pressão do reservatório pode ser um</p><p>meio efetivo de acelerar e aumentar o volume de hidrocarbonetos gasosos disponíveis</p><p>para venda. Utilizou-se no estudo, baseado em um reservatório de gás condensado do</p><p>Oriente Médio, a simulação composicional do reservatório para avaliar a adequação</p><p>da injeção de nitrogênio em um ciclo de gás.</p><p>Os resultados do estudo mostram que a substituição de nitrogênio durante o</p><p>ciclo de gás tem o potencial de acelerar significativamente a produção de</p><p>hidrocarbonetos gasosos para consumo de gás de uso doméstico. Embora a</p><p>recuperação do condensado seja um pouco menor, em termos globais a recuperação</p><p>de hidrocarbonetos em é melhorada devido à maior valorização do reservatório de</p><p>gás. Aumentar as concentrações de nitrogênio na produção de gás, após este ser</p><p>produzido juntamente com o gás, pode ser gerenciado dentro de limites aceitáveis por</p><p>16</p><p>uma combinação de gestão de subsuperfície, instalações de remoção de nitrogênio,</p><p>e/ou alterações nos equipamentos de consumo de gás.</p><p>Várias opções para a substituição de não-hidrocarbonetos gasosos foram</p><p>avaliadas, e concluiu-se que a separação criogênica do ar é o método mais rentável</p><p>para gerar grandes volumes de não-hidrocarbonetos gasosos, neste caso o nitrogênio,</p><p>com as especificações do gás produzido dentro do limite aceitável.</p><p>Neste caso de estudo obteve-se algumas conclusões acerca da substituição do</p><p>hidrocarboneto gasoso pelo nitrogênio na injeção cíclica de gás, abaixo seguem as</p><p>vantagens dessa substituição e as complexidades inerentes a esse tipo de projeto.</p><p>A injeção de nitrogênio é tecnicamente viável: A simulação composicional do</p><p>campo demonstrou que, em relação à prática corrente de injeção de hidrocarbonetos</p><p>leves gasosos, a injeção de nitrogênio melhora a recuperação global de</p><p>hidrocarbonetos, com um aumento da recuperação de gás e LGN (líquido de gás</p><p>natural) e uma ligeira diminuição da recuperação de condensado. Níveis de nitrogênio</p><p>no gás produzido estão dentro dos limites aplicáveis de separação de gás ou de</p><p>tecnologias de combustão. Também, as instalações de superfície usaram tecnologias</p><p>comprovadas para compressão, separação de nitrogênio, e de geração de energia.</p><p>A injeção de nitrogênio é comercialmente atraente: A substituição por</p><p>nitrogênio pode liberar quantidades substanciais de gás natural para uso doméstico.</p><p>Esta substituição por nitrogênio prevê menor custo de oferta de gás e maiores</p><p>volumes que outras opções de curto prazo para aumentar a oferta de hidrocarboneto</p><p>gasoso. Também, a substituição por nitrogênio oferece potencialmente uma das mais</p><p>rápidas das fontes de abastecimento de gás adicionais. Nitrogênio foi selecionado</p><p>para prover recuperação de hidrocarbonetos semelhante ao de outras opções de</p><p>injeção de não-hidrocarbonetos e com menores custos de projeto.</p><p>Opções para otimizar o plano de depleção do reservatório são identificados:</p><p>Parâmetros como a taxa de pico de injeção de nitrogênio, perfurações adicionais, a</p><p>duração da injeção e da alocação de volumes para injeção foram avaliados para</p><p>ajudar a otimizar o plano de declínio a longo prazo. Um projeto conceitual das</p><p>facilidades foi desenvolvido para produção e injeção de nitrogênio. Uma unidade</p><p>criogênica localizada na planta de gás foi selecionada como a melhor opção para</p><p>fornecer grandes volumes de nitrogênio de alta pureza com um custo razoável.</p><p>Existem várias opções viáveis para o gerenciamento do teor de nitrogênio na</p><p>produção de gás: O teor de nitrogênio na produção de gás pode ser mantido</p><p>inicialmente dentro das especificações de venda de gás pela mistura com outros</p><p>hidrocarbonetos gasosos produzidos, mas eventualmente um plano de gestão do teor</p><p>de nitrogênio será requerido. A tecnologia criogênica é recomendada como</p><p>17</p><p>comprovada e custo efetivo significativo na remoção de nitrogênio, mas requer</p><p>avaliação de projeto meticulosa e melhorias das instalações existentes. Uma</p><p>alternativa seria permitir uma maior concentração de nitrogênio no gás para venda e</p><p>gerar energia através da combustão de gás de menor energia.</p><p>Há importantes desafios para a implementação e operação de um projeto de</p><p>substituição do gás: A integração de novas instalações de superfície com as</p><p>instalações existentes apresenta um significativo desafio de planejamento e execução.</p><p>O desafio é agravado pela dimensão do projeto, o ambiente hostil, bem como a</p><p>necessidade de gerenciar o nitrogênio na produção de gás. O range de opções de</p><p>implementação tem implicações significativas para o custo, cronograma e risco de</p><p>execução.</p><p>3.5. Injeção de nitrogênio no método Dual Gradient Drilling</p><p>Segundo HERRMANN (2001), a injeção de nitrogênio para criar um duplo</p><p>gradiente na perfuração, requer construção de comprovados processos de perfuração</p><p>com ar e técnicas de underbalanced, podendo ser utilizado para reduzir o peso do</p><p>fluido de perfuração no riser acima do fundo do mar ou o corte pode ser realizado por</p><p>uma combinação com a utilização de um riser concêntrico.</p><p>Este</p><p>documento descreve como a injeção submarina de nitrogênio pode criar</p><p>efetivamente um gradiente duplo por gaseificação do fluido de perfuração no riser. Foi</p><p>examinada uma abordagem similar, mas que propunha varrer todo o riser de</p><p>perfuração com gás. O trabalho de HERRMANN (2001) propõe combinar a injeção de</p><p>nitrogênio com risers concêntricos de alta pressão. Esta técnica reduz grandemente o</p><p>gás necessário para o corte do fluido de perfuração. A Figura 3.2 ilustra um exemplo</p><p>do nitrogênio sendo injetado em um BOP (Blowout Preventer) submarino.</p><p>18</p><p>Figura 3.2 – Injeção de nitrogênio pela kill line para permitir duplo gradiente na</p><p>perfuração (Fonte: HERRMANN, 2001)</p><p>O método de injeção de nitrogênio para atingir um duplo gradiente apresenta</p><p>várias características atraentes:</p><p>• Não são necessários novos equipamentos de fundo;</p><p>• Todas as partes móveis encontram-se na superfície;</p><p>• Todo o equipamento utilizado pode ser levado com apenas uma viagem;</p><p>• Os geradores de nitrogênio serão temporariamente instalados ou já fazem</p><p>parte dos equipamentos da plataforma;</p><p>• Não são necessários grandes investimentos na tecnologia dual gradient drilling</p><p>já realizada;</p><p>19</p><p>• O equipamento pode ser alugado;</p><p>• Combina a comprovada tecnologia de gaseificação na perfuração e perfuração</p><p>underbalanced;</p><p>• O riser concêntrico reduz o volume de gás necessário na injeção, ou seja,</p><p>reduz a potência requerida dos equipamentos de superfície.</p><p>20</p><p>4. Considerações sobre o Nitrogênio</p><p>Este capítulo tem como objetivo apresentar a metodologia de armazenamento</p><p>de nitrogênio líquido e os equipamentos utilizados. Na Tabela 1 seguem as principais</p><p>propriedades físicas do gás nitrogênio, as quais são de grande importância em um</p><p>projeto que utilize este gás.</p><p>Tabela 1 – Propriedades físicas do nitrogênio. (Fonte: Elaboração do autor)</p><p>Propriedades do Nitrogênio</p><p>Símbolo químico N2</p><p>Massa molecular 28,016</p><p>Temperatura crítica -232,8 ºF</p><p>Pressão crítica 492,0 psia</p><p>Volume crítico 0,0515 ft³/lb</p><p>Densidade do líquido (60 ºF/60 ºF) -</p><p>6,7481 lb/gal Massa específica do líquido a 60 ºF e 14,7 psia</p><p>50,479 lb/ft³</p><p>Densidade do gás a 60ºF e 14,7 psia (ar = 1) 0,9672</p><p>A Tabela 2 apresenta as propriedades físicas do gás natural, considerando que</p><p>este é 100% constituído de metano (CH4).</p><p>Tabela 2 – Propriedades físicas do metano. (Fonte: Elaboração do autor)</p><p>Propriedades do Metano</p><p>Símbolo químico CH4</p><p>Massa molecular 16,04</p><p>Temperatura crítica -116,5 ºF</p><p>Pressão crítica 673 psia</p><p>Volume crítico 0,0993 ft³/lb</p><p>Densidade do líquido (60 ºF/60 ºF) 0,25</p><p>2,5 lb/Gal Massa específica do líquido a 60 ºF e 14,7 psia</p><p>18,701 lb/ft³</p><p>Densidade do gás a 60ºF e 14,7 psia (ar = 1) 0,555</p><p>Fator de compressibilidade crítico 0,289</p><p>4.1. Armazenamento do nitrogênio líquido</p><p>Para o nitrogênio a razão de expansão do líquido é de aproximadamente 1/700</p><p>(peso específico do N2 líquido / peso específico N2 gasoso). Isto significa que um</p><p>21</p><p>volume de líquido é igual a 700 vezes um volume de gás nas condições padrão (1 atm</p><p>/ 15,5 ºC). Também podemos escrever da seguinte forma:</p><p>1 gal N2 líquido = 93 scf de N2 gasoso</p><p>onde:</p><p>scf = standard cubic feet = ft³ a condições padrão (60 ºF e 14,7 psia).</p><p>A unidade de bombeio de nitrogênio é composta por uma central de força, uma</p><p>unidade de gaseificação e injeção a alta pressão e um tanque criogênico.</p><p>O nitrogênio em estado líquido é armazenado em tanque criogênico a fim de</p><p>manter as suas condições de estabilidade. Este recipiente é composto por um tanque</p><p>interno de aço inoxidável, envolto por outro tanque de aço carbono.</p><p>O espaço entre os dois tanques é mantido sob vácuo, a fim de promover o</p><p>isolamento térmico, evitando a vaporização devido ao aumento de temperatura</p><p>decorrente do contato das paredes do tanque com a temperatura ambiente. Este</p><p>tanque também apresenta válvulas de segurança para aliviar o excesso de pressão.</p><p>O nitrogênio líquido é succionado do tanque por uma bomba centrífuga que</p><p>pressuriza a entrada triplex que comprime o nitrogênio líquido para o gaseificador /</p><p>vaporizador onde o líquido se transforma em gás e segue para a linha de descarga. A</p><p>temperatura de saída do gás é mantida sob controle, e normalmente o gás é injetado</p><p>no poço numa temperatura de até 55 ºC (130 ºF).</p><p>4.2. Equipamentos</p><p>Essa seção vem, de forma simplificada, apresentar as características técnicas</p><p>dos equipamentos de uma planta de nitrogênio. Serão tratados aqui os equipamentos</p><p>da unidade de gaseificação de nitrogênio líquido e os tanques criogênicos.</p><p>4.2.1. Unidade de gaseificação de nitrogênio líquido</p><p>Os dois sistemas disponíveis no mercado possuem algumas características em</p><p>comum, ambos possuem um painel de controle de operações contendo controles do</p><p>motor e bombas, circuitos hidráulicos, instrumentos e válvulas que permitem o perfeito</p><p>controle do bombeamento (vazão) e gaseificação (temperatura) do nitrogênio líquido.</p><p>22</p><p>Além disso, devido ao tamanho dos sistemas, todo o conjunto está montado</p><p>sobre patins para disponibilizar a movimentação os serviços pesados e é dotado de</p><p>uma armação de elevação protetora.</p><p>4.2.1.1. Sistema Heat Recovery</p><p>O sistema de gaseificação por recuperação de calor, ou seja, sem utilização de</p><p>chama (Heat Recovery), utiliza a potência calorífica do motor dissipada através do</p><p>óleo hidráulico, água e descarga dos gases de combustão. Está integrado a este</p><p>sistema um motor diesel para acionar uma bomba centrifuga criogênica, uma bomba</p><p>triplex criogênica e uma bomba de circulação de água. O acionamento de todas as</p><p>bombas é feito através de sistemas de bombas e motores hidráulicos.</p><p>A Figura 4.1 é um exemplo de um sistema de recuperação de calor que</p><p>apresenta máxima pressão de trabalho de 10000 psi e máxima vazão de 540000 scf/h.</p><p>Figura 4.1 – NPS540HR10: 540.000 SCFH / 10.000 PSI. (Fonte: PETROBRAS;</p><p>SOTEP, S. Considerações sobre o Nitrogênio)</p><p>4.2.1.2. Sistema Direct-Fire</p><p>O sistema de gaseificação é por fogo direto, sendo utilizado um vaporizador</p><p>fogo direto a diesel com alimentação de ar através de turbina acionada</p><p>hidraulicamente.</p><p>Está integrado à unidade, um motor diesel para acionar uma bomba centrifuga</p><p>criogênica, uma bomba triplex criogênica com pistões de 2’’ ou 2 7/8’’ de diâmetro e</p><p>uma bomba de circulação de água. O acionamento de todas as bombas é feito através</p><p>de um sistema de bombas e motores hidráulicos.</p><p>23</p><p>4.2.2. Tanques criogênicos</p><p>Reservatório para armazenamento e transporte de nitrogênio líquido com</p><p>capacidade de 7,26 / 10,59 m³ (2000 / 3000 gal.). Constituem esse tanque: um</p><p>recipiente interior em aço inox e um recipiente exterior em aço liga. O espaço anular</p><p>está preenchido com “perlita” expandida ou camadas de fibras de papel e alumínio</p><p>(super insulated material) e submetido a um vácuo de 200 microns ou menos para</p><p>promover um perfeito isolamento térmico do nitrogênio líquido. A Figura 4.2 mostra o</p><p>comportamento do nitrogênio dentro do tanque, em condições para bombeio.</p><p>Figura 4.2 – Comportamento do nitrogênio dentro do tanque criogênico. (Fonte:</p><p>PETROBRAS; SOTEP, S. Considerações sobre o Nitrogênio)</p><p>Uma tubulação múltipla em aço inox para promover o enchimento, o</p><p>esvaziamento, a pressurização e a ventilação dos recipientes. Válvulas e</p><p>instrumentação, que dão a indicação de pressão e o nível do líquido no recipiente, e</p><p>um sistema de válvulas de alívio, que controla automaticamente a pressão no</p><p>recipiente dentro da faixa especificada em 46 psig. Válvula de viagem calibrada para</p><p>15 psi e disco de ruptura certificado para 53 psi completam o sistema de segurança do</p><p>tanque.</p><p>Assim como na unidade de gaseificação, todo o conjunto está montado sobre</p><p>patins para disponibilizar a movimentação os serviços pesados e é dotado de uma</p><p>armação de elevação protetora de estrutura de aço. Um exemplo de tanque criogênico</p><p>offshore pode ser</p><p>observado na Figura 4.3.</p><p>24</p><p>Figura 4.3 – Tanque offshore com 2000 gal. de capacidade. (PETROBRAS; SOTEP,</p><p>S. Considerações sobre o Nitrogênio)</p><p>4.3. Membranas de geração de nitrogênio in situ</p><p>Muitas empresas estão disponibilizando o serviço de geração de nitrogênio in</p><p>situ, de forma que não seria necessária a compra de nitrogênio líquido. Essas</p><p>empresas apresentam unidades de geração que podem ser alocadas junto ao poço ou</p><p>a unidade de produção, no caso de poço offshore, que produzem o gás nitrogênio a</p><p>partir da filtragem do ar no local.</p><p>Usando o estado da arte da tecnologia de membrana de separação de ar, o</p><p>gás nitrogênio surge como uma alternativa ao gás natural versátil e mais acessível. As</p><p>unidades de geração são compactas e portáteis, já que são montadas sobre um</p><p>reboque e tudo é facilmente acessível e movido de local para local. Exemplo de</p><p>unidades de geração de nitrogênio por membranas pode ser visto nas Figuras 4.4 e</p><p>4.5.</p><p>25</p><p>Figura 4.4 – Unidade de geração de nitrogênio in situ. (Fonte:</p><p>http://www.optiflowgaslift.com/nitrogensvcs.html)</p><p>Figura 4.5 – Unidade portátil de geração de nitrogênio. (Fonte:</p><p>http://www.generon.com/portuguese)</p><p>Outras características que demonstram as vantagens da utilização das</p><p>membranas de geração de nitrogênio são:</p><p>• Elimina a necessidade de gastos dispendiosos em nitrogênio líquido;</p><p>• Longo prazo de fluxo de nitrogênio ininterrupto;</p><p>• Baixo custo de transporte;</p><p>• Execução rápida;</p><p>26</p><p>• Garantia de fluxo e pureza do gás (até 95% de nitrogênio);</p><p>• Segura e confiável;</p><p>• Ideal para operações que exigem gas lift.</p><p>Atualmente a tecnologia de membranas para nitrogênio está mais avançada,</p><p>levando às membranas a serem mais eficientes e apresentarem maior pureza. Estas</p><p>altas performances na separação de ar por membranas são encontradas nas</p><p>indústrias incluindo óleo e gás (onshore e offshore), armazenamento de alimentos,</p><p>química, marinha, metalúrgica, montagem e armazenamento de materiais, eletrônica,</p><p>e muitas outras.</p><p>O sistema de geração de gás produz um seguro e econômico suprimento de nitrogênio</p><p>que lhe permite gerar no local, a quantidade e pureza de nitrogênio gasoso necessário</p><p>para a maioria das aplicações, oferecendo uma alternativa econômica para os</p><p>produtos de alto preço que têm sido oferecidos tradicionalmente pela indústria de</p><p>fornecedora de gás.</p><p>27</p><p>5. Indução de surgência</p><p>Induzir a surgência de um poço nada mais é do que retirar de sobre a formação</p><p>o excesso de pressão formado pela coluna hidrostática, através da injeção de um</p><p>fluido (gás) de menor densidade no fluido do poço. Há alguns métodos de realizar a</p><p>indução de surgência de poços de petróleo, porém neste trabalho serão apresentados</p><p>três desses métodos, os quais utilizam o nitrogênio como gás para a surgência.</p><p>5.1. Através do flexitubo</p><p>A introdução da unidade flexitubo trouxe um modo mais prático de indução de</p><p>surgência nos poços de óleo e/ou gás, sem os riscos e desvantagens apresentados</p><p>pelo método de pistoneio (swab). A unidade pode ser usada em conjunto com</p><p>qualquer tipo de gás para indução, no entanto, o gás ideal para ser usado é o</p><p>nitrogênio, pois tem muitas vantagens sobre qualquer outro gás, tais como:</p><p>• Sendo inerte, o nitrogênio não causa corrosão nas paredes do flexitubo ou na</p><p>tubulação do poço;</p><p>• O nitrogênio elimina a possibilidade de explosão dentro do poço;</p><p>• O nitrogênio reduz grandemente a possibilidade de incêndio ao retorno à</p><p>superfície;</p><p>• Mantém o estado gasoso a pressão elevadas o que não ocorre com o ar e o</p><p>gás natural;</p><p>• As unidades de nitrogênio possuem certa mobilidade, permitindo o acesso a</p><p>áreas remotas e de difícil acesso.</p><p>A linha de descarga do nitrogênio é conectada a uma junta rotativa do carretel</p><p>de flexitubo, esta junta permite que o nitrogênio seja injetado mesmo com o carretel de</p><p>flexitubo em movimento. As pressões de injeção estão limitadas a um máximo de</p><p>5.000 psi ou de acordo com os equipamentos de superfície.</p><p>O início da injeção de nitrogênio começa usualmente no instante em que é</p><p>iniciada a descida do flexitubo no poço. Com a aeração do fluido durante a descida é</p><p>também evitado o entupimento da extremidade do flexitubo, caso ele venha a penetrar</p><p>em material sólido. Baixando o flexitubo e injetando nitrogênio até alcançar a</p><p>profundidade desejada, os resultados obtidos são acompanhados na superfície.</p><p>Nessas operações são aplicadas as mesmas regras que para o gas lift.</p><p>Como foi descrito anteriormente este trabalho, o nitrogênio pode ser utilizado</p><p>em diversas atividades na indústria de petróleo. Juntamente com a unidade de</p><p>28</p><p>flexitubo, o nitrogênio não é usado somente na indução para produção, também pode</p><p>ser usado para inúmeras outras aplicações:</p><p>• Indução para avaliação da zona;</p><p>• Retirada de fluido antes do canhoneio;</p><p>• Retirada de lama e areia;</p><p>• Refluxo (back flow) em poços de injeção ou descarte de água;</p><p>• Remoção de ácido após operação de acidificação;</p><p>• Colocação em circulação de fluidos aerados.</p><p>5.2. Através de tubulação concêntrica</p><p>Algumas vezes é necessário induzir ou esvaziar um poço que tem uma coluna</p><p>de pequeno diâmetro dentro da coluna de produção. Para isso pode ser injetado</p><p>nitrogênio pelo anular e retirado o fluido pelo tubo ou o inverso. Normalmente é</p><p>preferível injetar pelo tubo o que depende da área do espaço anular.</p><p>Cuidados devem ser tomados quando da chegada do nitrogênio de retorno à</p><p>superfície, após a surgência inicial o retorno deve ser estabilizado. A razão de</p><p>nitrogênio dependerá do diâmetro do tubo e da pressão da formação, usualmente uma</p><p>vazão de 200 a 400 scf/minuto é suficiente para uma indução; no entanto, vazões</p><p>maiores podem ser usadas para se obter um máximo de retorno.</p><p>Esse método apresenta vantagens e desvantagens, como pode ser observado</p><p>na Tabela 3.</p><p>Tabela 3 – Vantagens e desvantagens da indução de surgência através de tubulação</p><p>concêntrica. (Fonte: PETROBRAS; SOTEP, S. Considerações sobre o Nitrogênio)</p><p>Vantagens Desvantagens</p><p>Menor perda de carga</p><p>Lavagem pelos sólidos entre as duas</p><p>colunas</p><p>Menor contrapressão na</p><p>formação Possibilidade de entupimento</p><p>Menor consumo de</p><p>nitrogênio</p><p>Maior pressão de nitrogênio no retorno</p><p>"slug"</p><p>5.3. Através de válvula de gas lift</p><p>Alguns poços são completados para produção já com válvula para a futura</p><p>elevação artificial por gas lift ou para uma indução em casos em que ocorre o</p><p>amortecimento do poço e, por isso, ficar parado por certo período.</p><p>29</p><p>Caso não haja disponibilidade de gás natural para realizar essas operações</p><p>nestes poços, o nitrogênio pode ser utilizado. Ao ser bombeado pelo revestimento, é</p><p>injetando na coluna através de válvula de gas lift, ao se misturar com o óleo mais</p><p>pesado, este tem sua densidade reduzida, ficando o poço em condições de fluxo. A</p><p>Figura mostra o esquema de injeção de nitrogênio pelas válvulas de gas lift para</p><p>indução de surgência.</p><p>Figura 5.1 – Injeção de nitrogênio para indução de surgência através de válvulas de</p><p>gas lift. (PETROBRAS; SOTEP, S. Considerações sobre o Nitrogênio)</p><p>30</p><p>Em alguns poços de injeção ou descarte de água, pode ser colocada uma</p><p>válvula de gas lift em algum ponto abaixo do nível estático do fluido. Esta é uma</p><p>maneira eficiente de se realizar a limpeza em frente à formação, bombeando-se</p><p>nitrogênio através do revestimento. Usualmente a razão de bombeio de nitrogênio é</p><p>determinada pela pressão de fechamento da válvula e pelo diâmetro do tubo.</p><p>31</p><p>6. Elevação artificial por nitrogen lift</p><p>Como foi verificado anteriormente o nitrogênio vem sendo uma ótima opção</p><p>para diversas áreas da indústria petrolífera, principalmente no que diz respeito à</p><p>indução de surgência de poços de petróleo. Tomando por base essa afirmação, fica</p><p>uma questão em aberto: Por que o nitrogênio não é utilizado com maior frequência</p><p>para substituir o gás natural</p><p>na tecnologia de elevação artificial por gas lift?</p><p>Durante essa pesquisa encontrou-se várias explicações para responder essa</p><p>pergunta, a principal delas é baseada na dificuldade e nos custos inerentes ao aluguel</p><p>de unidades de nitrogênio líquido por um tempo muito grande, o que ocorreria no caso</p><p>da utilização desse gás para a elevação artificial.</p><p>No entanto, a tecnologia de geração de nitrogênio in situ através de</p><p>membranas de geração tem sido desenvolvida para estimular a utilização desse gás</p><p>por tempos maiores dos utilizados nas metodologias vistas anteriormente.</p><p>6.1. Estudo de caso</p><p>Em um estudo de viabilidade de alternativas de elevação artificial no Campo de</p><p>Bellota no México, AGUILAR (2000), compara as tecnologias de gas lift tradicional</p><p>utilizando o gás natural, o nitrogen lift utilizando tanques de armazenamento de</p><p>nitrogênio e o nitrogen lift utilizando membranas de geração in situ. Neste estudo,</p><p>foram considerados para a análise os aspectos econômicos, técnicos, operacionais e</p><p>ambientais.</p><p>Pela análise econômica, observou-se que as opções de gas lift tradicional e</p><p>compra de membranas de geração de nitrogênio in situ foram as opções mais viáveis</p><p>para o projeto.</p><p>Já pela análise técnica verificou-se que injetando uma mesma quantidade de</p><p>gás, seja nitrogênio ou gás natural, na mesma profundidade, uma produção cerca de</p><p>400 STB/dia maior pode ser obtida com a injeção de gás natural, mostrando-se mais</p><p>produtiva que a injeção de nitrogênio, como pode ser observado no gráfico da Figura</p><p>6.1. A explicação para isso é que, sendo o nitrogênio mais pesado que o gás natural</p><p>(como visto nas Tabelas 1 e 2), esse gás induz um maior gradiente ao longo da coluna</p><p>e, baseado no índice de produtividade, uma menor produção de líquido devido a</p><p>elevada pressão de fundo.</p><p>32</p><p>Figura 6.1 - Comparação de injeção de gás natural e de nitrogênio. (Fonte: AGUILAR,</p><p>2000)</p><p>Por outro lado, a injeção de um gás de maior densidade, como o nitrogênio, no</p><p>anular, requer menor pressão de superfície do que na injeção de gás natural. Logo, a</p><p>injeção de nitrogênio requer menor potência do sistema, como está ilustrado no gráfico</p><p>da Figura 6.2, reduzindo em até 10% os custos totais de operação.</p><p>Figura 6.2 - Pressão requerida na superfície para injeção. (Fonte: AGUILAR, 2000)</p><p>Pela análise operacional e ambiental verificaram-se as vantagens da utilização</p><p>do nitrogênio para a elevação artificial, pois é um recurso disponível na atmosfera e,</p><p>além disso, o nitrogênio é um gás inerte. Um problema encontrado com relação à</p><p>utilização do nitrogênio foi a presença de oxigênio como impureza do processo de</p><p>33</p><p>geração a partir das membranas, o que poderia levar a problemas de corrosão do</p><p>sistema.</p><p>Por fim, AGUILAR (2000) verificou que a melhor opção para implementar a</p><p>elevação artificial neste campo seria a implementação do nitrogen lift com geração in</p><p>situ através da tecnologia de membranas.</p><p>6.2. Pressão de injeção do gás</p><p>A partir da equação (2) de equilíbrio da energia mecânica, ignorando alterações</p><p>na energia cinética e da pressão de atrito pressão no revestimento (ou seja, taxas de</p><p>fluxo de gás relativamente pequenas) e mudando para unidades de campo, tem-se a</p><p>equação (3):</p><p>FKEPE pppp Δ+Δ+Δ=Δ (2)</p><p>onde:</p><p>pΔ = variação da energia mecânica;</p><p>PEpΔ = perda de carga devido à alteração da energia potencial;</p><p>KEpΔ = perda de carga devido à alteração da energia cinética;</p><p>FpΔ = perda de carga devido ao atrito.</p><p>∫∫ =+</p><p>Hinj</p><p>surf</p><p>dHdp</p><p>0</p><p>0</p><p>144</p><p>1</p><p>ρ</p><p>(3)</p><p>Para um gás real, a massa específica pode ser escrita como na equação (4):</p><p>ZRT</p><p>pγρ 97,28</p><p>= (4)</p><p>onde:</p><p>ρ = massa específica do gás em lb/ft³;</p><p>γ = densidade do gás em relação ao ar (peso molecular do ar = 28,97);</p><p>p = pressão em psi;</p><p>Z = fator de compressibilidade (gás ideal = 1);</p><p>R = constantes dos gases = 10,73 psi.ft³/lb-mole.R;</p><p>T = temperatura absoluta em Rankine (R);</p><p>H = profundidade de injeção em ft.</p><p>34</p><p>A substituição da equação (4) na equação (3) e realizando a integração,</p><p>usando valores médios de temperatura (T ) e fator de compressibilidade ( Z ), resulta</p><p>em:</p><p>ZT</p><p>H</p><p>surfinj</p><p>inj</p><p>epp</p><p>γ01875,0</p><p>= (5)</p><p>onde:</p><p>injp = pressão no ponto de injeção em psi;</p><p>surfp = pressão na superfície em psi;</p><p>Considerando como exemplo uma injeção a 8000 ft de profundidade e pressão</p><p>e temperatura na superfície de 900 psi e 80 ºF, respectivamente, e temperatura no</p><p>ponto de injeção do gás de 160 ºF pode-se calcular a pressão necessária no ponto de</p><p>injeção para os dois gases analisados.</p><p>Utilizando as propriedades do nitrogênio (tabela 1), as propriedades do metano</p><p>(tabela 2) e assumindo que o gás natural utilizado pode ser uma mistura com a</p><p>seguinte composição molar: C1=0,875; C2=0,083; C3=0,021; i-C4=0,006; n-C4=0,002; i-</p><p>C5=0,003; n-C5=0,008; n-C6=0,001; C7+=0,001.</p><p>Dados:</p><p>psipsurf 900= ; FTsurf º80= ; FTinj º160=</p><p>Temperatura média:</p><p>RTFT 580460120º120</p><p>2</p><p>)16080(</p><p>=+=⇒=</p><p>+</p><p>= (6)</p><p>1º. Elevação artificial utilizando gás natural, composição dada:</p><p>Tabela 4 – Propriedades pseudo-críticas do gás natural (Elaboração do Autor)</p><p>yi Mi yiMi pci (psia) yipci (psia) Tci (R) yiTci (R)</p><p>metano C1 0,875 16,04 14,035 673 588,88 344 301,00</p><p>etano C2 0,083 30,07 2,496 709 58,85 550 45,65</p><p>propano C3 0,021 44,10 0,926 618 12,98 666 13,99</p><p>iso-butano i -C4 0,006 58,12 0,349 530 3,18 733 4,40</p><p>n-butano n -C4 0,002 58,12 0,116 551 1,10 766 1,53</p><p>iso-pentanoi -C5 0,003 72,15 0,216 482 1,45 830 2,49</p><p>n-pentano n -C5 0,008 72,15 0,577 485 3,88 847 6,78</p><p>n-hexano n -C6 0,001 86,18 0,086 434 0,43 915 0,92</p><p>* C7+ 0,001 114,23 0,114 361 0,36 1024 1,02</p><p>1,000 18,916 671 378</p><p>* propriedades do n-octano</p><p>Cálculo das propriedades pseudo-críticas</p><p>Componente</p><p>35</p><p>A tabela 4 apresenta os valores da pressão e temperatura pseudo-críticas do</p><p>gás natural.</p><p>psip pc 671=</p><p>RTpc 378=</p><p>Ainda podemos retirar desta tabela o valor da densidade desse gás:</p><p>18,916 0,6529</p><p>28,97</p><p>GN</p><p>GN</p><p>ar</p><p>ργ</p><p>ρ</p><p>= = = (7)</p><p>Para determinar o fator de compressibilidade médio esta composição de gás</p><p>natural deve-se assumir um valor pressão no ponto de injeção, inicialmente</p><p>considerou-se 1200 psi. Então as propriedades pseudo-reduzidas são as seguintes:</p><p>565,1</p><p>671</p><p>2</p><p>1200900</p><p>=</p><p>+</p><p>==</p><p>pc</p><p>pr p</p><p>pp (8)</p><p>535,1</p><p>378</p><p>580</p><p>===</p><p>pc</p><p>pr T</p><p>TT (9)</p><p>Pelo gráfico de Standing & Katz (1942), Anexo I, o fator de compressibilidade</p><p>pode ser determinado, assim:</p><p>0,855Z =</p><p>Portanto, aplicando os dados obtidos para o gás natural na equação (5), temos:</p><p>psipep injGNinjGN 51,1096900 )580)(855,0(</p><p>)8000)(6529,0)(01875,0(</p><p>=⇒= (10)</p><p>2º. Elevação artificial utilizando gás natural, 100% metano:</p><p>A tabela 2 apresenta o valor da densidade do gás metano:</p><p>555,0=GNγ</p><p>Para determinar o fator de compressibilidade médio do gás metano nas</p><p>condições apresentadas deve-se assumir um valor pressão no ponto de injeção, assim</p><p>como anteriormente, considerou-se 1200 psi. Então a pressão média é a seguinte:</p><p>psip 1050</p><p>2</p><p>1200900</p><p>=</p><p>+</p><p>= (11)</p><p>Pelo gráfico do fator de compressibilidade do metano, Anexo II, este pode ser</p><p>determinado:</p><p>1,0Z ≅</p><p>Logo, nas condições apresentadas, o metano comporta-se como um gás ideal.</p><p>36</p><p>Portanto, aplicando os dados obtidos para o metano na equação (5), temos:</p><p>psipep injCHinjCH 91,1038900</p><p>44</p><p>)580)(0,1(</p><p>)8000)(555,0)(01875,0(</p><p>=⇒= (12)</p><p>3º. Elevação artificial utilizando nitrogênio:</p><p>A tabela 1 apresenta o valor da densidade do gás e, considerando o nitrogênio</p><p>como um gás ideal, o fator de compressibilidade é igual a um. Logo:</p><p>9672,0</p><p>2</p><p>=Nγ e =Z 1,0</p><p>Assim, aplicando os dados obtidos na equação (5), a pressão no ponto de</p><p>injeção utilizando nitrogênio será:</p><p>psipep injNinjN 78,1155900</p><p>22</p><p>)580)(0,1(</p><p>)8000)(9672,0)(01875,0(</p><p>=⇒= (13)</p><p>Com esse exemplo a conclusão obtida por</p><p>AGUILAR (2000) pode ser</p><p>confirmada, ou seja, utilizando o nitrogênio (equação 13) como o gás no processo de</p><p>elevação artificial por gas lift é obtida maior pressão no ponto de injeção com as</p><p>mesmas características na superfície (mesma pressão e temperatura) do que</p><p>utilizando uma mistura de hidrocarbonetos leves (equação 10) ou o metano puro</p><p>(equação 12). Portanto, menor potência é requerida dos equipamentos de superfície, o</p><p>que diminui os custos operacionais do sistema.</p><p>6.3. Incentivos à aplicação na elevação artificial</p><p>Um dos maiores incentivos à aplicação do nitrogênio na indústria de petróleo,</p><p>principalmente na área de elevação artificial, a qual se dedica este projeto, é a</p><p>substituição do gás natural no processo. Com esta substituição o gás natural deixaria</p><p>de ser um insumo para esta área da indústria e passaria a ser um produto para o</p><p>mercado consumidor. Isto seria de grande importância, principalmente, pelo aumento</p><p>da demanda de gás natural verificado no Brasil nos últimos anos.</p><p>Outro benefício da utilização do nitrogênio no processo de elevação artificial</p><p>seria para campos de óleo pesado, bastante encontrado na Bacia de Campos.</p><p>Esses reservatórios produzem um óleo de alta viscosidade e com baixo teor de</p><p>leves, o que diminui a produção de gás natural no próprio campo. Ou seja, para utilizar</p><p>o gás natural para a elevação artificial por gas lift, o mesmo deveria ser trazido de</p><p>outra unidade de produção, aumentando a complexidade do processo e diminuindo a</p><p>possibilidade de venda do gás.</p><p>37</p><p>Utilizando uma unidade de geração de nitrogênio a bordo da unidade de</p><p>produção poderia ser evitada a transferência de gás natural apenas para este</p><p>processo.</p><p>Além dessas vantagens, tem-se as vantagens operacionais e ambientais</p><p>anteriormente citadas, como disponibilidade do nitrogênio no ar (cerca de 71% do ar) e</p><p>segurança por ser um gás inerte.</p><p>38</p><p>7. Conclusões</p><p>Com toda a análise realizada anteriormente obteve-se resultados significativos,</p><p>os quais mostram as diversas vantagens da utilização do nitrogênio para operações de</p><p>elevação artificial. Observa-se que as tecnologias de nitrogen lift e também a de</p><p>membranas de geração de nitrogênio estão em pleno desenvolvimento na indústria,</p><p>além disso, a utilização do nitrogênio na elevação artificial é baseada em estudos</p><p>econômicos, técnicos, operacionais e ambientais.</p><p>As desvantagens do uso do nitrogênio são associadas principalmente a</p><p>problemas ligados à corrosão pela presença de oxigênio como impureza do processo</p><p>de geração pelas membranas.</p><p>Algumas empresas fornecedoras de unidades de geração de nitrogênio</p><p>apresentam em suas páginas informações básicas sobre essas unidades e diversas</p><p>vantagens de sua aplicação, inclusive no que diz respeito à eficiência. No entanto,</p><p>alguns problemas relacionados à confidencialidade de informação foram encontrados</p><p>e, por isso, os dados que foram obtidos não foram suficientes para uma análise</p><p>econômica comparativa do processo de nitrogen lift e do gas lift tradicional. No</p><p>entanto, sendo esta uma área em desenvolvimento, essas dificuldades eram de certa</p><p>forma esperadas. O trabalho, apesar de teórico, apresentou diversos casos em que o</p><p>nitrogênio é a alternativa mais viável à substituição do gás natural.</p><p>No que diz respeito ao estudo de caso apresentado, percebe-se que a</p><p>utilização do nitrogênio como o gás para a elevação artificial a partir de membranas de</p><p>geração foi a alternativa mais viável técnica, operacional, ambiental e</p><p>economicamente. Através dos cálculos de pressão de injeção pode-se, neste projeto,</p><p>corroborar o resultado obtido no estudo de caso.</p><p>Portanto, a partir do quadro mostrado pode-se classificar a técnica de elevação</p><p>artificial com nitrogênio como uma proposta técnica e operacional com bastante</p><p>potencial.</p><p>Como complementação do trabalho, propõe-se avaliar mais profundamente</p><p>esses processos, realizar análises econômicas e técnicas para verificar em que</p><p>cenários a utilização do nitrogen lift é mais vantajosa que a utilização do gas lift</p><p>tradicional. Para essas análises serem realizadas, a aquisição de dados na indústria é</p><p>essencial para o pleno desenvolvimento do trabalho.</p><p>39</p><p>8. Referências Bibliográficas</p><p>INNOVATIVE GAS SYSTEM. GENERON Oil & Gas Applications: GENERON. p. 8.</p><p>Nitrogen Services Manual. 1991. p. 226.</p><p>Well Production Practical Handbook / Henri CHOLET, editor. Paris: Institut Français Du</p><p>Pétrole Publications: Editions TECHNIP, 2000.</p><p>Nitrogen Lift Revives Mature Texas Wells. ProducerNews, 2002.</p><p>Fundamentos de engenharia de petróleo / José Eduardo Thomas, organizador. 2. ed.</p><p>Rio de Janeiro: Interciência: PETROBRAS, 2004.</p><p>AGUILAR, M. A. L.; MONARREZ, M. D. R. A. Gas lift with nitrogen injection generated</p><p>in situ. International Petroleum Conference and Exhibition in Mexico.</p><p>Villahermosa, Mexico: SPE, 2000.</p><p>ASTUDILLO-ABUNDES, A.; MIGUEL-HERNANDEZ, N.; URRIZA-VERGUARA, A.;</p><p>JIMENEZ-BUENO, O. Methodology to detect nitrogen concentration at surface</p><p>facilities and in the reservoir gas cap in the Akal Field during nitrogen injection.</p><p>SPE International Petroleum Conference. Puebla, Mexico: SPE, 2004.</p><p>DAVIES, D. R.; RICHARDSON, E. A.; ANTHEUNIS, D. Field application in-situ</p><p>nitrogen gas generation system. Middle East Oil Technical Conference of the</p><p>Society of Petroleum Engineers. Manama, Bahrain: SPE, 1981.</p><p>DUQUE, L. H.; GUIMARÃES, Z.; BERRY, S. L.; GOUVEIA, M. Coiled tubing and</p><p>nitrogen generation unit operations: corrosion challenges and solutions found in</p><p>Brazil offshore operations. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention</p><p>Conference and Exhibition. The Woodlands, Texas, USA: SPE, 2008.</p><p>ECONOMIDES, M. J.; HILL, A. D.; EHLIG-ECONOMIDES, C. Petroleum production</p><p>systems. New Jersey: Prentice Hall PTR, 1994.</p><p>40</p><p>HERNANDEZ, A.; GASBARRI, S.; MACHADO, M.; MARCANO, L.; MANZANILLA, R.;</p><p>GUEVARA, J. Field-scale research on intermittent gas lift. SPE Mid-Continent</p><p>Operations Symposium. Oklahoma City, Oklahoma: SPE, 1999.</p><p>HERRMANN, R. P.; SHAUGHNESSY, J. M. Two methods for achieving a Dual Gradiet</p><p>in deepwater. SPE/IADC Drilling Conference. Amsterdam, The Netherlands:</p><p>SPE, 2001.</p><p>LINDERMAN, J.; AL-JENAIBI, F.; GHORI, S.; PUTNEY, K.; LAWRENCE, J.; GALLET,</p><p>M.; HOHENSEE, K. Substituting nitrogen for hydrocarbon gas in a gas cycling</p><p>project. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Abu</p><p>Dhabi, UAE: SPE, 2008.</p><p>MASON, D. L. Production logging in a rod-pumped well using coiled-tubing-conveyed</p><p>tools and nitrogen gas lift. SPE International Meeting on Petroleum Engineering.</p><p>Beijing, China: SPE, 1992.</p><p>MATOS, J. S. D. Aula introdutória. Métodos de elevação artificial. Rio de Janeiro.</p><p>2007.</p><p>MEARNS, E. Flesh on the bones of Mexican oil production. The Oil Drum: Europe</p><p>2007. Disponível em: . Acesso</p><p>em: 15 de outubro de 2008.</p><p>OPTI-FLOW. Gas Lift Equipament and Services - Nitrogen Services. Disponível</p><p>em:. Acesso em: 20 de</p><p>outubro de 2008.</p><p>PETROBRAS; SOTEP, S. Considerações sobre o Nitrogênio.</p><p>PIA, G.; FULLER, T.; ALLEN, T. The development of a new generation of nitrogen</p><p>membrane unit will allow greater flexibility and wider operational applications in</p><p>offshore applications. IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology. Jakarta,</p><p>Indonesia: SPE, 2002.</p><p>ROSA, A. J.; CARVALHO, R. S.; XAVIER, J. A. D. Engenharia de reservatórios de</p><p>petróleo. Rio de Janeiro: Interciência: PETROBRAS, 2006.</p><p>41</p><p>SCHLUMBERGER. Gas lift. Disponível</p><p>em:. Acesso em:</p><p>12 de novembro de 2008.</p><p>42</p><p>9. Anexo I – Fator de compressibilidade do gás natural</p><p>Figura 9.1 – Fator de compressibilidade para gases naturais. (Fonte: Standing and</p><p>Katz, 1942)</p><p>43</p><p>10. Anexo II – Fator</p>